Le risorse energetiche distribuite (DER) come l’energia solare, l’energia eolica, la produzione combinata di calore e di energia elettrica (CHP), i sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) e persino i generatori convenzionali possono contribuire notevolmente a migliorare la sostenibilità e la resilienza delle strutture commerciali e industriali, soprattutto se combinate in una microrete che utilizza un sistema di controllo automatizzato per coordinare e gestire in modo intelligente la generazione, il flusso, l’immagazzinaggio e il consumo di energia.
Per massimizzare i benefici ambientali ed economici della microrete, il controller deve bilanciare il funzionamento e l’integrazione dei DER in tempo reale, gestire i carichi intelligenti come l’illuminazione, gli impianti di riscaldamento, ventilazione e condizionamento dell’aria (HVAC), la ricarica dei veicoli elettrici (EV) e le installazioni informatiche, utilizzare le informazioni storiche sulla domanda per proiettare i profili di carico futuri, fornire collegamenti sicuri ed efficienti alla rete di distribuzione e supportare le funzioni di risposta alla domanda con dati in tempo reale sui prezzi dell’energia.
Cosa serve per realizzare una microrete?
Le microreti sono diverse a seconda dell’implementazione e dei componenti. Per discutere di come le microreti e i DER possano massimizzare la sostenibilità e la resilienza, è meglio iniziare con una definizione e alcuni esempi di componenti e architetture di microrete. Il U.S. Department of Energy (DOE) definisce una microrete come “un gruppo di carichi interconnessi e di risorse energetiche distribuite all’interno di confini elettrici chiaramente definiti che agisce come un’unica entità controllabile rispetto alla rete”. Una microrete può collegarsi e scollegarsi dalla rete per operare in modalità collegata o isolata (L’iniziativa Microgrid dello U.S. Department of Energy, DOE).
Sebbene la definizione di microrete sia semplice, esistono molte categorie, modalità operative e possibili sottosistemi tra cui scegliere quando si costruisce una microrete; inoltre realizzare la massima sostenibilità e resilienza di una microrete comporta numerose scelte architettoniche e operative. L’automazione è una considerazione importante. Esempi di sottosistemi automatizzati sono (Figura 1):
- Generazione all’interno della microrete, compresa una gamma diversificata di DER e CHP
- Reti di distribuzione dell’energia elettrica
- BESS
- Carichi come i sistemi HVAC e le macchine e i motori di impianti industriali
- Gestione della ricarica di veicoli elettrici e dei collegamenti veicolo-rete (V2G)
- Controller e apparecchiature di controllo di microrete
- Interconnessioni alla rete elettrica per impianti collegati
Immagine di microreti che possono includere vari DER, CHP e carichi
Figura 1 – Le microreti possono includere vari DER, CHP e carichi. (Immagine per gentile concessione di Schneider Electric)
Categorie di microrete
Le microreti possono essere classificate in base al fatto che siano o meno collegate:
La categoria più comune è quella degli impianti non collegati alla rete. I casi di utilizzo includono aree remote non servite dalla rete elettrica commerciale, come miniere, siti industriali, case di montagna e basi militari.
Le comunità off-grid sono solitamente situate in luoghi remoti. I casi d’uso includono villaggi, isole e comunità remote. Mentre le microreti installate da strutture sono controllate da un’unica entità, le microreti comunitarie devono soddisfare le esigenze di un gruppo di utenti. Possono richiedere sistemi di comando e controllo più complessi.
Le strutture collegate alla rete hanno un unico proprietario e sono utilizzate per migliorare l’affidabilità nelle aree in cui la rete principale è inaffidabile e l’energia è necessaria, o nei casi in cui ci sono incentivi economici per la distribuzione dei carichi e altri servizi da parte del proprietario della microrete. I casi d’uso possono includere ospedali, data center, impianti di produzione a processo continuo e altri edifici ad alta disponibilità.
Le comunità collegate alla rete hanno più utenti e produttori di energia collegati alla rete principale e gestiti come un’unica entità. I casi di utilizzo includono campus aziendali o universitari, villaggi e piccole città. Questi possono avere una varietà di utenti, produttori e impianti di immagazzinaggio dell’energia e possono essere i più complessi da controllare.
A volte le microreti sono isole
Oltre a parlare dei componenti di una microrete, la definizione del DOE fa riferimento al funzionamento della microrete “sia in modalità collegata che in modalità isolata”. Le definizioni di queste modalità sono semplici, ma l’implementazione è più complessa e viene trattata in alcuni standard IEEE.
IEEE 1547-2018, Standard per l’interconnessione delle risorse distribuite con i sistemi elettrici di potenza, indica i requisiti tecnici per l’interconnessione e l’interoperabilità dei DER con la rete elettrica. Lo standard IEEE 1547 è in continua evoluzione. Le versioni precedenti della norma IEEE 1547 erano state concepite per bassi livelli di penetrazione dei DER e non consideravano il potenziale impatto regionale aggregato dei DER sul sistemi di alimentazione di massa. Lo standard IEEE 1547-2018 ha aggiunto requisiti più severi in materia di regolazione della tensione e della frequenza e di capacità di “sostegno” per contribuire all’affidabilità del sistema di trasmissione. Più recentemente, è stato aggiunto l’emendamento 1547a-2020 per tener conto di prestazioni operative anomale.
Lo standard IEEE 2030.74 descrive le funzioni di un controller di microrete in termini di due modalità operative a stato stazionario (SS) e quattro tipi di transizioni (T) (Figura 2):
- SS1, modalità di collegamento alla rete in stato stazionario, vede la microrete collegata alla rete elettrica. Il controller può utilizzare i componenti della microrete per fornire servizi come il livellamento dei picchi di carico, la regolazione della frequenza, il supporto della potenza reattiva e la gestione della rampa alla rete.
- SS2, modalità isola stabile, quando la microrete è scollegata dalla rete elettrica e opera in isolamento. Il controller deve bilanciare i carichi e i servizi di generazione e immagazzinaggio dell’energia della microrete per mantenere stabile il funzionamento della microrete.
- T1, si riferisce a una transizione pianificata dalla modalità di collegamento alla rete a quella di isola in stato stazionario. Anche quando la rete elettrica è disponibile, possono esserci incentivi economici o operativi per passare alla modalità di isola. Inoltre, questa modalità può supportare la verifica del funzionamento della microrete.
- T2, è una transizione non pianificata dalla modalità di collegamento alla rete a quella di isola in stato stazionario. È analogo al funzionamento di un gruppo di continuità in un data center e viene spesso utilizzato quando la rete principale si guasta. La microrete si scollega senza problemi e funziona come una rete elettrica indipendente.
- T3, si riferisce al nuovo collegamento dell’isola in stato stazionario alla rete elettrica. Si tratta di una procedura tecnica complessa, con un generatore “che forma la rete” sulla microrete che rileva la frequenza e l’angolo di fase dell’energia di rete e fa coincidere esattamente la microrete con la rete principale prima di ricollegarsi.
- T4, è una microrete isolata allo stato stazionario. In questo caso, la microrete è andata in tilt e deve essere isolata dalla rete elettrica e riavviata in modalità isola. Questa situazione potrebbe verificarsi a causa di un’interruzione inaspettata che il controller di microrete non è in grado di gestire utilizzando una transizione stabile T2, oppure potrebbe essere necessaria se l’isola non dispone di una generazione o di una riserva di energia sufficiente per continuare a rifornire tutti i carichi e deve spegnere tutti quelli non essenziali prima di mettere in funzione il generatore. Inoltre, qualsiasi BESS sulla microrete deve essere almeno parzialmente ricaricato prima di essere ricollegato.
Schema dei requisiti dei controller per microrete IEEE 2030.74
Figura 2 – IEEE 2030.74 richiede che i controller di microrete siano in grado di gestire due condizioni di stato stazionario e quattro tipi di transizione tra questi stati. (Immagine per gentile concessione della National Rural Electric Cooperative Association (Definire una microrete utilizzando la norma IEEE 2030.7, National Rural Electric Cooperative Association)
Implementazione delle microreti
Le combinazioni di DER e carichi sono tante quante le microreti, ma i controller automatici e i dispositivi di commutazione sono elementi comuni. Nelle microreti di grandi dimensioni, come quella illustrata nella Figura 1, sono spesso separate da una sala di controllo centralizzata, da quadri elettrici distribuiti per i DER e i carichi e, per i progetti collegati alla rete, da una sottostazione che funge da quadro elettrico tra la microrete e la rete elettrica.
I controller delle microreti hanno bisogno di informazioni e, per massimizzare la resilienza e la sostenibilità, devono essere veloci. I controller utilizzano una rete di sensori per monitorare il funzionamento dei DER e dei carichi in tempo reale. Per le microreti collegate alla rete, il controller monitora anche lo stato della rete elettrica locale. Se si verifica un’anomalia, il controller risponde in pochi millisecondi e invia un comando al DER, al carico o all’apparecchiatura di controllo associata.
Le dimensioni delle apparecchiature di controllo variano da pochi kW a diversi MW e devono rispondere alle richieste dei controller in pochi millisecondi, pena il rischio di gravi condizioni di guasto. Alcune sono dotate di interruttori intelligenti che operano autonomamente per fornire un ulteriore livello di protezione.
Per le installazioni più piccole, il controller e il dispositivo di commutazione possono essere combinati in un unico dispositivo, talvolta denominato centro di controllo dell’energia (ECC). Gli ECC sono disponibili precablati, assemblati e testati in fabbrica. Gli ECC semplificano e velocizzano l’installazione delle microreti e sono in grado di gestire più fonti energetiche, tra cui l’energia di rete e i DER con carichi prioritari. Ad esempio, Schneider Electric offre la linea di ECC 1600/2500 per le microreti per edifici (Figura 3). Alcune caratteristiche della linea ECC 1600/2500 includono:
- Configurabile su ordinazione con potenze da 100 a 750 kW e ottimizzabile per edifici esistenti o di nuova costruzione
- Funzionanti con più DER come fotovoltaico, BESS, eolico, gas e generatori diesel
- Il controller assicura la resilienza durante le interruzioni, compreso l’utilizzo del fotovoltaico con una risorsa di ancoraggio come un generatore di riserva o un BESS
- I contatori intelligenti automatizzati forniscono informazioni sulla qualità dell’alimentazione, sull’utilizzo dell’energia e sulla produzione di DER
- Apparecchiatura di controllo con bus di distribuzione dell’energia elettrica da 1600 a 2500 A
- Analisi basate sul cloud per massimizzare la resilienza e la redditività dall’investimento nei DER
Immagine degli ECC che combinano il controller di microrete (a sinistra) e l’apparecchiatura di controllo (a destra)
Figura 3 – Gli ECC combinano il controller di microrete (a sinistra) e l’apparecchiatura di controllo (a destra) in un’unica apparecchiatura. (Immagine per gentile concessione di Schneider Electric)
Energia sicura e protetta
La sicurezza informatica è un aspetto importante della sicurezza e della resilienza energetica. L’International Energy Agency (IEA) definisce la sicurezza energetica come “la disponibilità ininterrotta di fonti energetiche a un prezzo accessibile” (Sicurezza energetica – Garantire la disponibilità ininterrotta di fonti energetiche a prezzi accessibili, IEA). Le microreti possono contribuire in modo significativo a garantire forniture energetiche a basso costo, sicure e resilienti.
La comunicazione è un elemento essenziale delle microreti. Ciò significa comunicare con il cloud ed eventualmente con la rete elettrica locale per ottimizzare le prestazioni. Inoltre, i vari DER e carichi che compongono una tipica microrete provengono da produttori diversi e utilizzano protocolli e tecnologie di comunicazione eterogenei. La connettività Internet e le tecnologie wireless come il Wi-Fi sono presenti in quasi tutte le microreti e possono essere essenziali per massimizzare i benefici. Inoltre, supportano funzioni ausiliarie come la raccolta di previsioni meteorologiche e di prezzi in tempo reale di carburante ed energia.
Garantire la sicurezza informatica è complesso. Oltre all’hardware sicuro, sono necessarie politiche, procedure e persone per affrontare le vulnerabilità informatiche che possono consentire agli aggressori di accedere a reti e dati sensibili e persino di manipolare il software di controllo, danneggiando il funzionamento della microrete. I terroristi sono solo una delle preoccupazioni; vanno considerati anche i concorrenti o dipendenti senza scrupoli. Possono verificarsi errori degli operatori, le reti possono presentare lacune sconosciute a causa di software obsoleti e così via (Figura 4). La sicurezza informatica non deve essere secondaria. Per essere efficace, deve essere progettata fin dall’inizio in tutti gli aspetti dell’hardware, del software e dei processi della microrete.
Schema delle vulnerabilità derivanti da persone, processi e falle nella sicurezza fisica
Figura 4 – Le vulnerabilità derivanti da persone, processi e falle nella sicurezza fisica possono rappresentare vettori di attacco per la microrete. (Immagine per gentile concessione di Schneider Electric)
Conclusione
Le microreti integrano numerosi DER e carichi in un unico sistema per massimizzare la sostenibilità energetica e la resilienza. Si possono utilizzare diverse architetture di microrete per supportare specifiche esigenze energetiche e di connettività. L’aumento del numero di microreti e la crescente penetrazione dei DER hanno portato a un’evoluzione dello standard di interconnessione IEEE 1547 e a una maggiore attenzione alla sicurezza informatica delle microreti.
Fonte www.digikey.it
Immagine apertura Fonte Pixabay_GDJ